中国储能网讯：随着新型电力系统建设加快，要从推动多种新型储能技术应用、产业融合发展、明确盈利机制等方面入手，助力新型储能高质量发展。这是在23日举办的新型储能技术发展趋势展望研讨会上，与会专家给出的建议。

11月23日，第四届“六铺炕能源论坛”暨央企智库联盟第42期智库沙龙在京举行。新型储能技术发展趋势展望作为系列研讨会之一，由电力规划设计总院主办。

储能是国家高科技战略产业，是构建新型能源体系和新型电力系统、达成“双碳”战略目标的重要技术保障，对于保障能源安全、实现绿色转型、推进高质量创新发展具有不可替代的作用。国家能源局数据显示，截至2023年6月底，全国已建成投运新型储能项目累计装机超过1733万千瓦/3580万千瓦时。2023年1月至6月，新投运装机约863万千瓦/1772万千瓦时，相当于此前历年累计装机容量总和。

在谈及新型储能技术应用时，中国电子信息产业发展研究院消费品工业研究所副所长杨俊峰表示，当前锂离子电池储能占据主导地位，此外，压缩空气储能、液流电池储能、钠离子电池储能、飞轮储能等其他技术路线在技术上取得突破，应用项目和模式逐渐增多。

与会专家表示，压缩空气储能的优势包括储能容量大、储能持续时间长、系统寿命长、具有转动惯量支撑、安全性好，能够高度匹配服务新型电力系统。液流电池相较锂离子电池在安全性能和循环寿命方面更具优势，在大规模储能领域，特别是长持续时间储能方面具有良好的应用前景。未来应积极推动试点示范，带动新型储能技术进步和市场拓展。

目前储能产业生态正逐步形成。杨俊峰建议，未来新型储能要与电力系统各环节深度融合。同时，新型储能发展要走与新一代信息技术、新材料、先进制造技术深度融合之路，未来要放眼能源电子、移动储能、工业绿色微电网等领域，积极推动新型储能在多应用场景的试点示范。

随着新型储能发展由研发示范向商业化发展阶段过渡，其经济性也受到业界高度关注。电力规划设计总院技术经济咨询中心综合处副处长李丰以广东、山东和山西为例，分析了独立储能参与电力现货市场的收益情况。结果表明，独立储能参与电力现货市场存在一定的经济效益，但也存在部分场景尚不能完全覆盖运营成本的问题。

“现阶段，国内储能在电源侧、电网侧和用户侧等场景下的收入来源可归纳为直接收入、间接收入和政府支付三大类，具体包括峰谷价差、容量电价、负荷侧需求响应、容量补贴等十四小类。”李丰建议，明确新型储能盈利模式，需要以新型储能的功能作用为主要考虑因素，坚持市场化为导向，通过市场竞争发现既满足系统需求、又具有经济性的价格机制。要有序推动新型储能进入现货市场，优化新型储能参与电力现货的规则，完善辅助服务补偿标准。

李丰建议，考虑到新型储能在市场化初期可能存在收益不足以补偿成本的问题，可在竞争前提下给予容量电价政策，形成针对新型储能的两部制电价政策。要结合新能源发展状况和电价承受能力等因素，按照“谁受益，谁分摊”的原则，合理确定容量电价的疏导方式。